《石油开采开发方案》word版.doc

1 石油开采开发方案石油开采开发方案 目目 录录 1 1 油藏工程油藏工程 .1 1 1.1 油田概况 1 1.2 油藏特征 .3 1.3 储量计算及评价22 1.4 油藏工程论证.28 1.5 开发方案部署47 1.6 实施要求 49 2 2 钻采工程钻采工程 .54 2.1 方案编写依据及实施原则 54 2.2 钻采工程方案的基础资料 54 2.3 钻井工程方案58 2.4 采油工程方案71 2.5 井控方案 83 3 地面工程地面工程88 3.1 概述 88 3.2 设计参数 .90 3.3 设计方案 91 2 4 经济评价经济评价. 102 4.1 总投资估算.102 4.2 资金来源及使用计划105 4.3 经济评价105 5 健康、安全与环保健康、安全与环保.109 5.1 安全、环保风险分析 .109 5.2 编应急预案要求及预防 110 5.3 健康、安全、环保管理要求 111 5.4 有毒、有害气体预防和应急措施 120 5.5 钻井要求122 1 1 1 油藏工程油藏工程 1.11.1 油田概况油田概况 1.1.11.1.1 地理概况地理概况 长实集团小河开发区位于陕西省靖边县小河乡境内，区块范围东经 108 5944109524，北纬 371839372427，面积约 85km2。 区内地表属典型的黄土塬地貌，地形起伏不平，地面海拔 1350 m1650m，相对 高差 300m 左右；气候干旱，四季分明，气温-2535，年平均气温约 10，年平 均降水量 570mm 左右，多集中在 7、8 月份，且以地表径流的方式排泄；当地经济主 要以农、牧业为主，自然条件差，无支柱工业，是国家重点扶持的“老、少、边、穷” 地区。区内有通过油区的省级柏油路，交通条件相对较好。 1.1.21.1.2 勘探开发简况勘探开发简况 该区石油勘探始于二十世纪九十年代初期，当时完钻的天然气探井陕 60、陕 61、陕 91 井在侏罗系延安组和三叠系延长组已见到含油显示，其中陕 60 井在延 9 钻 遇油水层 7.5m，电阻 36.8m，声波时差 266.1s/m，含油水层 5.2m，电阻 36.6m，声波时差 263.5s/m；陕 91 井在延 9 钻遇油层 7.1m，油水层 7.6m。 2000 年以后完钻的天然气开发井 G37-10、G38-10、G38-11 和杨 15、杨 16、天 193 等探井、评价井，在延长组长 6 均有含油显示。其中 G38-11、杨 15、杨 16 在长 61分别钻遇油层 13.2m、油水层 10.3m、油水层 12.9m； G37-10、G38-10 在长 62分别 钻遇油层 5.5m、油水层 5.0m，G37-10 井同时钻遇延安组油层，且已上报探明储量。 2006 年在 G38-11 井东南 160m 完钻的评价井杨 57-33 在长 61钻遇油层 9.4m，与 G38-11 油层对比属于同一含油小层。随后完钻的新杨 61-29 井在长 61钻遇油层 5.2m，油水层 20.2m，试油已经出油；向该井东侧含油性变好，新完钻的杨 62-46 井 2 在长 61钻遇油层 8.3m，油水层 4.9m。显示了良好的勘探评价前景。 同时，在开发该井区长 6 油层的过程中完钻的 6 口井均钻遇延 9 油层，说明杨 57-33 井区是三叠系长 6 和侏罗系延 9 的复合含油有利区。 1.1.31.1.3 方案编制的基本条件方案编制的基本条件 1.资源开采登记情况 本区的油气矿业权属中国石油天然气股份公司长庆油田分公司的登记区，该区属 于长实集团自营开发区。 2.基础资料 止 2006 年底，区内共完成探井 9 口，开发井 25 口。包括各井测井图、试油、试 采数据等资料；取芯井 2 口，进尺 25.0m，收获率 100%，做了常规物性分析诸如孔隙 度、渗透率、饱和度等；做了岩矿薄片、铸体薄片、电镜扫描、图像粒度、重矿物、 润湿性、压汞、敏感性、相对渗透率等特殊化验分析。 通过对基础资料的整理、研究，已对其地质特征和开发特点进行了类比分析和解 剖，为开发方案编制提供了可靠的依据。 3.开发前期地质及油藏工程研究 (1)分别针对三叠系延长组、侏罗系延安组油藏成藏规律，开展了沉积相及砂体 展布、区域古地貌精细刻画，储层评价、成藏条件与勘探开发潜力分析等基础性研究； (2)开展了储层四性关系、有效储层下限及含油面积、有效厚度、孔隙度和含油饱和 度、采收率等关键储量参数的专题研究； (3)结合开发试验及油藏评价，进行储层渗流特征和储层注入水水质配伍性试验、 油藏工程等研究； (4)对已投入开发的侏罗系延安组油藏开展了油藏精细描述研究，注重油水运动规 3 律，提高动用程度。 1.21.2 油藏特征油藏特征 1.2.11.2.1 地质特征地质特征 1.构造特征 方案实施区位于鄂尔多斯盆地二级构造单元陕北斜坡中部，构造平缓，为一宽缓 西倾斜坡，构造平均坡度小于 1，每千米坡降 6m-7m。在这个斜坡带上，地震勘探 没有发现明显的断层和完整的构造圈闭，发育了一些因岩性差异压实而形成的近东西 或北东南西向的鼻状隆起构造，这些鼻隆构造与砂体配合，有利区形成侏罗系油藏。 从延 9 顶构造看，延安组油藏与构造关系密切，构造是油藏形成的重要因素，位于鼻 隆轴部的井，试油产量相对较高。同时，除了构造因素外，构造上倾方向的岩性、储 层的物性变化也是形成油藏的重要因素，油藏一般分布于砂体厚带、砂层顶面变高的 部位。因此，侏罗系油藏是由构造和岩性双重作用下形成的岩性构造或构造岩性 油藏。 鄂尔多斯盆地从晚三迭世开始进入台内拗陷阶段，形成闭塞半闭塞的内陆湖盆， 发育了一套以湖泊、湖泊三角洲、河流相为主的三迭系延长组碎屑岩沉积。整个延长 组湖盆经历了发生发展消亡阶段，使延长组形成了一套完整的生、储、盖组合。 三角洲分流河道和河口坝砂体是油气的良好储层，盆地沉积中心的暗色湖相泥岩、油 页岩是良好的生油岩，半深湖及沼泽相泥岩为主要盖层。 三叠系沉积末，受印支运动的影响，盆地整体抬升，延长组顶部遭受不同程度的 剥蚀，形成沟壑纵横、丘陵起伏的古地貌景观。在此背景下，沉积了侏罗系富县组、 延安组地层。富县组及延安组下部延 10 地层属侏罗系早期的河流充填式沉积，对印 支运动所形成的沟壑纵横的地貌起到填平补齐的作用，沟壑中主要为一套粗粒序的砂 4 岩沉积，延 10 沉积末期，地貌逐渐夷平，发育了一套中细砂岩、砂泥岩及煤系地层 等泛滥平原河流相沉积。古河的下切形成了下部油气向上运移的良好通道，河流边滩 亚相砂岩分选较好，渗透率较高，是有利的油气储集体，泛滥平原沉积的泥岩及煤等 细粒沉积则成为油气的遮挡条件，这些条件与西倾单斜上发育的低幅度鼻状构造相配 合，在本区形成众多的延安组小型油藏。 2. 地层对比和含油层系划分 对比原则：在区域标志层的控制下，依据电性曲线组合特征，参考地层厚度及局 部标志层划出油层组，进而根据沉积旋回、岩性变化划分出小层。 侏罗系延安组区域地层对比的主要标志层为煤层，电性曲线特征表现为高电阻、 高声速、大井径、低伽玛，区域地层对比将延安组地层划分为 10 个油层组，自上而 下从延 1 到延 10。由于直罗砂岩的下切，盆地内大多数地区延安组地层保存不全，本 区保留的延安组地层自上而下依次为延 4+5、延 6、延 7、延 8、延 9、延 10 共六个油 层组。 延长组区域标志层 K1、K2、K3、K5、K9 作为本区地层对比的主要标志层。其 中 K1 标志层位于长 7 油层组中部，为一套湖相油页岩，分布稳定，电性特征表现为 高时差、高伽玛、高电阻、大井径；K2 位于长 63油层底部，K3 位于长 62油层底部， K9 位于长 2 油层组顶部，均为凝灰岩或凝灰质泥岩，厚度 1 m2m，测井曲线表现为 指状高时差、高伽玛、低电阻等特征。K2、K3 标志层距长 61、长 62油层最近；K9 标 志层是划分长 1、长 2 油层组的重要依据。K5 标志层位于长 4+5 油层组的中部，为一 套煤系地层，薄层煤线发育，厚度 5m10m，电性特征表现为锯齿状高时差、高电阻， 自然电位曲线幅度也较小，是划分长 4+5 油层组的主要依据(图 2-1) 。正是根据这些 明显的标志层，同时结合沉积序列及岩性组合等特征将该区延长组划分为长 1长 5 10，共 10 个油层组。本区主要目的层为长 6，进一步细分为长 61、62、63三个小层。 图图 1-11-1 陕北地区延长组主要标志层电性特征示意图陕北地区延长组主要标志层电性特征示意图 1.2.21.2.2 主要含油层段沉积微相和砂体展布主要含油层段沉积微相和砂体展布 1.沉积微相划分 研究区主要含油层系为侏罗系延安组延 9 及三叠系延长组长 6。 区域研究表明，研究区长 6 属三角洲沉积体系中的三角洲前缘亚相沉积；延 9 为 河流-沼泽相沉积。 根据岩石结构、沉积构造、古生物化石、测井相、粒度概率曲线、相序变化等综 合反映，将三角洲平原亚相划分为水上分流河道、水上天然堤、分流间洼地等 3 个微 相；河流相划分为河道、堤泛、洼地等 3 个沉积微相(表 1-1)，各微相沉积特征分述 如下： 6 1)三角洲平原亚相 表 1-1 研究区主要含油层系沉积微相划分表 层位相亚相微相 分流河道 天然堤长 6三角洲三角洲平原 分流间洼地 河道 堤泛延 9河流-沼泽 洼地 由平原区较长的曲流河入湖形成的河流三角洲称曲流河三角洲，又称正常三角洲， 简称三角洲。它是在河流入湖的湖盆边缘缓坡浅水地带形成的向湖突出的略呈三角形 的砂泥沉积体。曲流河三角洲在淡水碎屑湖泊中较为发育，而且在区域上主要分布在 构造条件较稳定的主物源一侧，在时间上往往出现在湖泊发展演化的水退时期，鄂尔 多斯盆地延长组的三角洲主要为曲流河三角洲。 三角洲沉积通常分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲三个相带，在研究区主 要发育三角洲平原亚相，是河流在入湖时水动力改变所形成。三角洲前缘与三角洲平 原是三角洲中砂层集中的发育带，是三角洲最主要的骨架部分，处于河口以下的浅水 缓坡带，是河湖共同作用的地带。 分流河道通常是低弯度的，是一个向上变细的沉积序列，纵向上岩石组合为底部 含泥砾细砂岩，上部出现块状层理细砂岩、低角度交错层理细砂岩，局部动力变化也 会形成波状层理粉细砂岩，含有虫孔遗迹，层理面富含炭化植物碎屑。 电位曲线为中幅的箱形、指形组合为主，砂岩粒度细，分选一般好，中粒径砂 7 岩占 12.0%18.3%，细粒砂岩占到 80.0%以上，平面上河道宽度较为稳定，砂体由多 期河道砂层叠加而成，厚度一般 8m15m，最厚有 40 多米，横剖面形态为近于对称 的透镜体，砂泥比介于 30.0%60.0%之间。 图 1-2 三角洲平原亚相各沉积微相剖面结构图 8 2).分流河道间沉积 系洪水期的溢岸流或决口作用所引起，可以形成天然堤、决口扇和决口河道等沉 积单元。 洼地是指分流河道间与湖盆相连的相对低凹的地区，被水淹没，但水动力弱，环 境比较闭塞。沉积物主要为泥质，含少量的粉砂和细砂，砂质沉积多为洪水期溢岸流 的沉积产物，具水平层理和透镜状层理，可见流水及浪成波痕。分流间洼地沉积的形 态通常为夹于分流河道砂之间尖端指向陆地的“楔状泥” 。 图图 1-31-3 侏罗系延安组沉积微相剖面结构图侏罗系延安组沉积微相剖面结构图 9 3).河流相 河道微相：岩性以灰色含砾粗中粒砂岩为主，沉积韵律呈周期性正旋廻，发育 大型槽状层理和斜层理，常见冲刷构造及滞留沉积。 堤泛微相：岩性以灰色细砂岩为主，沉积韵律呈正旋廻，发育槽状交错层理和板 状交错层理，自然电位曲线呈箱型或钟型。 洼地微相：岩性组合由灰黑色泥岩、深灰色粉细砂岩组成，发育水平层理和波状 层理，泥岩富含植物化石和植物炭屑，偶见虫孔、虫迹构造，自然电位偏正，声速曲 线呈尖峰状高值。 2.沉积相带的平面展布 本区总体沉积面貌以三角洲沉积为主，重矿物组合以锆石-石榴子石-榍石-绿帘 石为主，反映了北东物源的特征。 根据研究区已完钻井的岩心观察、电测曲线分析，结合单井相剖面，利用优势相 原则，编绘了有关研究区各油层组沉积相带展布图。 长 61期：继承了长 62期的沉积格局，研究区主要为三角洲平原亚相沉积，主要 沉积微相是水上分流河道和分流间洼地微相，平原分流河道沉积是骨架沉积体。 侏罗系延安组为河流沼泽相沉积体系，储层以河道砂体为主，决口扇、天然堤 次之。 3.砂体展布特征 长 61：三角洲平原是主要的沉积亚相。储层砂体展布方向呈近北南方向，与区 域沉积相带的展布一致，自西向东发育两支砂带： 第一支为 G3811杨 5733 井砂体，该支砂体宽度约 2km3km 左右，地层厚 40m45m，累计砂体厚度为 8m22m，最厚可达 25m，砂地比 38%-45%，砂体成条带状 10 展布，砂体发育规模较大。 第二支为杨 16 井新杨 6129 井一线，该支砂体宽度约 3km4km 左右，地层 厚 40m45m 左右，累计砂厚为 11m28m 左右，最厚可达 38m，砂地比 39%-84%，砂 体发育规模较大，砂体成条带状展布，在 G3912 井附近砂体最厚。 砂体在纵向上的迭加主要有两种形式； (1)、分流河道砂体与天然堤砂体迭加出现:由于上部河道砂体对下伏砂体的切割， 常使天然堤砂体保存不完整或在主河道部位消失而表现为河道沉积特征，而在河道 的两侧常保留不完整的残留天然堤边缘部分，形成河道砂体的侧翼。 (2)、多期河道砂体相互迭加:在分流河道发育的地区，常出现多个河道砂体相互 迭加，由于河道砂体的相互迭加，形成河道砂体发育带。 侏罗系：是在延长统顶河谷、斜坡和残丘的古地貌背景上填平补齐，沉积和形成 的油藏受古地貌控制。以河流-沼泽相沉积为主，岩性以深灰色、灰色、灰黑色泥岩、 泥质粉砂岩为主，夹浅灰色、灰白色细砂岩、粉砂岩，上部煤层较发育。砂体平面上 呈条带状、网状展布。 1.2.31.2.3 储层特征储层特征 1.岩石学特征 长 6 油层岩性为灰绿色长石质细砂岩,陆源碎屑中石英含量 20.8%，长石含量 48.5%， 岩屑 9.8%，云母 7.4%（表 1-2） 。 表表 1-21-2 靖边地区长靖边地区长 6 6 陆源碎屑含量数据表陆源碎屑含量数据表 石 英(%)长 石(%)岩 屑(%)云 母(%)总 量(%) 20.848.5 9.8 7.4 86.5 靖边地区延 9 为灰白色粗中细粒岩屑、长石砂岩。陆源碎屑中石英含量 45.2%， 11 长石含量 24.2%，岩屑 17.6%，云母 1.1%（表 1-3） 。 表表 1-31-3 靖边地区延靖边地区延 9 9 陆源碎屑含量数据表陆源碎屑含量数据表 油田石 英(%)长 石(%)岩 屑(%)云 母(%)总 量(%) 靖安 47.621.620.20.589.9 杨米涧 42.926.914.91.886.4 平均 45.224.217.61.188.2 长 6 填隙物主要由绿泥石、铁方解石、浊沸石、硅质等组成，填隙物总量 13.5%（表 1-4） 。砂岩平均粒径 0.14mm，分选中好，磨园呈次园次棱状，正偏态， 胶结类型以孔隙式胶结为主。 表表 1-41-4 靖边地区长靖边地区长 6 6 填隙物含量数据表填隙物含量数据表 绿泥石 (%) 水云母 (%) 硅质 (%) 高岭石 (%) 浊沸石 (%) 铁方解石 (%) 铁白云 石(%) 长石质 (%) 其它 (%) 总量 (%) 4.90.81.21.93.10.40.40.813.5 侏罗系填隙物主要由高岭石、碳酸盐、硅质及长石质量等组成，填隙物总量 10.1%13.6%（表 1-5） 。砂岩最大粒径 0.6 mm0.8mm，平均粒径 0.25 mm0.6mm， 分选中好，磨园呈次园次棱状，胶结类型以加大孔隙式胶结为主。 表表 1-51-5 靖边地区延靖边地区延 9 9 填隙物含量数据表填隙物含量数据表 油田 绿泥 石 水云 母(%) 硅质 (%) 高岭 石(%) 伊利石 (%) 碳酸 盐(%) 长石 质(%) 菱铁矿 (%) 黄铁矿 (%) 其它(%) 总量(%) 靖安 2.2 2.6 1.6 3.2 0.5 10.1 杨米涧 1.2 2.0 3.7 3.9 0.8 1.8 0.3 13.6 2、储层物性特征 靖边地区延 9 平均孔隙度 16.6616.90，渗透率 58.47mD269.33Md(表 1-6)， 属于中高渗储层。 12 表表 1-61-6 靖边地区延靖边地区延 9 9 常规物性分析数据表常规物性分析数据表 油田孔隙度(%)渗透率(mD) 靖安 16.90269.33 杨米涧 16.66 58.47 本区杨 57-33 井长 6 储层段 35 块样品常规物性分析，孔隙度 11.3415.53，平均孔隙度 13.14，渗透率 0.23mD6.54Md，平均渗透率 3.2Md。 3、裂缝 岩芯及野外露头观察表明陕北地区长 6 均存在天然微裂缝。用古地磁法（NRM） 对靖安油田长 6 岩芯进行定向分析，反映靖安油田发育有近东西向、近南北向、北东 向和北西向四组裂缝，裂缝平均走向方位大致分别为 87、19.5、41.5和 318.5。其中，东西向和北东向裂缝呈张剪状态，预测渗透性能相对较好。裂缝密 度总体不是很大，裂缝线密度一般分布在(0.20.6)条/m 之间，裂缝间距大多数为 1.6m5m，主要为 2 m3m。 高分辨率工业 X-CT 扫描实验结果表明：长 6 岩芯普遍存在微裂缝，但长度普遍 较短（个别的可达几千微米，短的仅有 500m 左右，宽度 300m 左右） ，呈弯曲状， 故这些天然微裂缝对储存层渗流影响不大。 经数值模拟计算，靖安油田长 6 的最大主应力方位一般分布在 62.578.5， 平均 70；地应力方位测定的最大主应力方位为 NE72；地层倾角测井求得的最大 主应力水平方向 NE69，两者都与数值模拟结果吻合。 运用微地震法对靖安油田水力压裂人工裂缝方位进行了监测，结果表明人工裂缝 13 延伸的方向与最大主应力方向基本一致。 4、储层孔隙类型和孔隙结构特征 （1）孔隙类型 长 6 储层孔隙类型有粒间孔、长石溶孔、岩屑溶孔、浊沸石溶孔等，其中粒间孔 是本区最主要的储集空间，总面孔率 8.14，平均孔径 61.08m（表 1-7） 。 表表 1-71-7 靖边地区长靖边地区长 6 6 孔隙类型及其含量统计数据表孔隙类型及其含量统计数据表 孔隙类型及含量(%) 粒间孔岩屑溶孔长石溶孔沸石溶孔其它 面孔率 平均孔径 （m） 5.83 0.37 0.68 0.75 0.51 8.14 61.08 靖边地区延 9 储层孔隙以剩余粒间孔为主，平均面孔率 8.2%，各种次生溶孔次之， 平均面孔率 4.4%，平均总面孔率 13.9%（表 1-8） 。 表表 1-81-8 靖边地区延靖边地区延 9 9 孔隙类型及其含量统计数据表孔隙类型及其含量统计数据表 孔隙类型及含量(%) 溶蚀孔 粒间孔 长石溶孔岩屑溶孔沸石溶孔小计 其它 面孔率 （） 8.2 3.1 1.3 4.41.3 13.9 （2）孔隙结构 长 6 油层压汞试验平均排驱压力为 0.49MPa，中值压力 6.82 MPa，中值半径 0.19m，属细、微细喉道，喉道分选较差，分选系数 3.07，退汞效率为 33.09%（表 1-9） 。 表表 1-91-9 靖边地区长靖边地区长 6 6 孔隙结构参数表孔隙结构参数表 渗透率孔隙度 （mD）（%） 1.0512.620.533.070.256.820.190.4933.09 变异系数 退汞效率 (%) 分选系数歪度 排驱压力 (MPa) 中值压力 (MPa) 中值半径 (m) 14 陕北地区延 9 压汞资料表明，储层排驱压力低，平均 0.03 MPa0.05MPa，中值 半径 1.6m2.0m，中值压力 0.37 MPa0.78 MPa，最大孔喉半径 17.60m20.89m，最大进汞饱和度(89.5090.86)%，退汞效率为(38.5353.61)% ，喉道分选较好，分选系数 2.352.47。属中大孔、中大喉型孔隙结构（表 1- 10、图 1-4） 。 表表 1-101-10 靖边地区延靖边地区延 9 9 压汞参数表压汞参数表 排驱压力最大孔喉 (MPa)半径(m) 靖安0.032.000.3720.8990.8643.612.47 杨米涧0.051.600.7817.6089.5038.532.35 最大进汞 饱和度(%) 退汞效率 (%) 分选系数油田 中值半径 (m) 中值压力 (MPa) 图图 1-41-4 靖边地区某油田延靖边地区某油田延 9 9 毛管压力曲线图毛管压力曲线图 压汞法毛管压力曲线 0 0 0 1 10 100 1000 020406080100 饱和度（） 压力（MPa） 根据陕北地区延安组化验资料综合分析，延安组储层孔隙结构可划分为四大类型， 即类：大孔大喉型；类：中孔中喉型；类：小孔小喉型；类：微孔微喉型 （表 1-11） 。 15 表表 1-111-11 靖边地区延安组储层分类评价表靖边地区延安组储层分类评价表 孔隙度（）最大19.515.414.5 最小15.210.88 平均16.9131210 渗透率（mD）最大312.54.150.96 最小61.020.15 平均97.871.980.360.15 面孔率（）最大14.56.64.9 最小7.35.52.1 平均11.86.23.4 平均孔径（m）最大134.986.184.7 最小7.379.832.6 平均111.38359.4 0.740.590.58 粒间孔分布不均 匀，溶孔不发育 以微孔为主 0.70.160.080.04 0.10.320.882.53 1.512.56.0714.35 1.210.350.150.06 2.233.532.892.34 属于中高渗，大 孔大喉储层 属致密，微孔微 喉储层 项目 储层分类 分选系数 储层物性 图像分析 孔隙组合 平均喉道半径（m） 粒间孔、溶孔发育，分布较均匀 储层综合描述属低渗，中小孔喉储层 中值喉道半径（m） 分选系数 压汞参数 排驱压力（MPa） 中值压力（MPa） 靖边地区延 9 储层多属类储层，类储层占分析样品数的 69.1%，类储 层占样品块数的 25.7%。 5.油层埋藏深度及油层厚度 1)油藏埋深 该区侏罗系延 9 平均油层中部深度 750m；三叠系长 6 平均油层中部深度 1410m。 2)油层厚度 16 侏罗系油藏为小型的岩性构造圈闭油藏，受成藏序列控制，平面上星点分布， 各个油藏油层厚度差别较大，一般 5.0m12.5m。长 6 油藏受岩性控制，分布范围有 限，油层厚度一般 5.0m20.0m。 1.2.41.2.4 流体性质及渗流特征流体性质及渗流特征 1.流体性质 1)地面原油性质 靖边地区延 9 地面原油性质具有低密度（比重 0.8640t/m3） 、低粘度 （7.79mPas） 、低凝固点（13.5） 、低初馏点（6065） 、少含蜡和少含乳化 水、不含沥青等特点，原油性质较好（表 1-12） 。 表表 1-121-12 靖边地区地面原油性质表靖边地区地面原油性质表 馏 程 层位 比重 (D420) 凝固 点 () 沥青 质 (%) 粘 度 50 (mPas) 初馏点 （%） 205 （%） 250 （%） 300 （%） 延 9 0.864013.57.7961.5 长 6 0.856921.692.967.6973.320.027.239.69 长 6 地面原油性质较好，比重 0.8569 t/m3、凝固点 21.69、粘度 7.69mPas（表 2-9） 。 2) 地层原油性质 根据靖安油田高压物性分析结果，延 9 地层原油密度 0.847g/ml，地层原油粘 度 3.94mPas，原始气油比低，为 2.0m3/t，体积系数 1.024，饱和压力低，仅 0.31MPa， （表 1-13） 。 表表 1-131-13 靖边地区地层原油性质表靖边地区地层原油性质表 17 层位 油层温度 () 地层压力 (MPa) 饱和压力 (MPa) 地层原油粘 度(mPas) 气油比 (m3/t) 体积系数 收缩率 （%） 地层原油 密度 (g/cm 3) 压缩系数 (10-4/MPa) 溶解系数 (m3/m3/MPa) 天然气比 重 延9 39.86.850.313.942.01.0242.40.8477.15.8061.3689 长658.611.67.741.7472.41.22518.30.7611.47.9391.122 长 6 地层原油比重 0.76，地层原油粘度 1.74mPas，原始气油比高，为 72.4m3/t，体积系数 1.225，饱和压力 7.74 MPa。 3) 地层水性质 长 6 地层水总矿化度 80.56 g/l，水型 CaCl2， PH 值 5.9（表 1-14） 。 表表 1-141-14 靖边地区地层水分析数据表靖边地区地层水分析数据表 阳离子(mg/l)阴离子(mg/l) 层位 Na+K+Ca+Mg+Cl-SO42-CO32-HCO3- PH 总矿化度 (g/l) 水型 延 9 41386416460388717435767.911.83 NaHCO 3 长 6 1018951156055463030149665191645.980.56CaCl2 小河地区延 9 地层水分析资料表明，地层水总矿化度 10.2615.08 g/l，水型 NaHCO3， PH 值 7.58.2。 2.渗流特征 1) 岩石表面润湿性 长 6 润湿性实验结果表明，无因次吸水量 5.351%，无因次吸油量 5.06%，为弱亲 水油层（表 1-15） 。 表表 1-151-15 靖边地区长靖边地区长 6 6 润湿性试验结果表润湿性试验结果表 无因次吸入量(%) 样品数 空气渗透率 （10-3um2） 孔隙度 (%) 吸水吸油 234.09614.485.3515.06 2) 相对渗透率曲线及水驱油效率 18 长 6 油水相对渗透率试验表明：束缚水饱和度 34.1%，束缚水时油相有效渗透率 为 0.2610-3m2；等渗点的含水饱和度 46.0%，油水相对渗透率 0.19；残余油时含 水饱和度 68%，残余油时水相有效渗透率 0.55(表 1-16)。 表表 1-161-16 靖边地区油水相对渗透率综合参数表靖边地区油水相对渗透率综合参数表 束缚水时交点处时残余油时 层位 气体 渗透率 10-3m2 孔隙度 （%） 含水 饱和度 % 油有效 渗透率 10-3m2 含水 饱和度 % 油水相对 渗透率 10-3m2 含水 饱和度 % 水相对 渗透率 10-3m2 长 6 5.9614.9734.10.2646.00.19680.55 延 9 7416.5735.637.654.90.03471.454.1 靖边地区杨米涧油田某区块岩心油水相对渗透率试验表明：束缚水饱和度 35.6，束缚水时油相有效渗透率 37.610-3m2；交叉点时含水饱和度 54.9，油水 相对渗透率 0.034；残余油时含水饱和度 71.45，水相渗透率 4.110-3m2 。 长 6 无水期驱油效率 24.8%，含水 95%时为 35.3%，含水 98%时为 41.2%，最终为 48.9%（表 1-17） 。 表表 1-171-17 靖边地区水驱油数据表靖边地区水驱油数据表 驱油效率（%） 层位 气体 渗透率 10-3m2 孔隙 度 (%) 无水 期 含水 95% 含水 98% 最 终 长 6 5.9614.9724.835.341.248.9 延 9 7416.5741.4546.2152.3155.9 19 延 9 水驱油实验结果表明：无水期驱油效率 41.45； 含水 95时驱油效率 46.21；含水 98时驱油效率 52.31；最终驱油效率 55.90。 3. 储层敏感性 邻区敏感性实验结果表明，长 6 储层为弱水敏，弱酸敏、弱盐敏、弱无速敏为 主；长 2 储层为中等偏弱水敏、弱速敏、中等偏弱酸敏、弱无盐敏。 靖边地区杨米涧油田某区块岩心敏感性实验结果表明，延 9 储层无水敏（表 1- 18） ；无速敏（图 1-5、表 1-19） ；弱中等偏弱盐敏（图 1-6、表 1-20） 。 表表 1-181-18 靖边地区某区块延靖边地区某区块延 9 9 岩心水敏性分析结果表岩心水敏性分析结果表 井号样品号 井深 （m） 孔隙度 （） 渗透率 （10-3um2） 模拟地层水 渗透率 （10-3um2） 模拟次地层 水渗透率 （10-3um2） 无离水渗透 率 （10-3um2） A9-31017.5617.7322.620.812.610.947.6中等水敏 A15-31019.9617.3653.132.358.259.1-83.0无水敏 A28-31022.2817.4683.710.529.522.7-116.0无水敏 A9-41017.5617.7322.614.013.121.8-55.7无水敏 A15-41019.9617.3653.145.946.743.45.4无水敏 A28-41022.2817.4683.78.567.677.1616.4无水敏 水敏指数 （） 实验结果 图图 1-51-5 靖边地区某油田靖边地区某油田某某区块延区块延 9 9 岩心速敏性实验曲线岩心速敏性实验曲线 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0.01.02.03.04.05.06.0 流量（ml/min） 渗透率（10-3um2） 20 表表 1-191-19 靖边地区某区块延靖边地区某区块延 9 9 岩心速敏性分析表岩心速敏性分析表 井号样品号井深（m） 孔隙度 （） 渗透率 （10-3um2） 液样矿化 度 （mg/l） 液样粘度 （mPa.s） 试验温度 （度） A9-11017.5617.7322.680000.6150 A15-11019.9617.3653.180000.6150 A28-11022.2817.4683.780000.6150 表表 1-201-20 靖边地区某区块延靖边地区某区块延 9 9 岩心速敏性实验数据表岩心速敏性实验数据表 样品号NO. 流量qw （ml/min） 渗透率Kw （10-3um2） (Kn-1-Kn)/Kn-1 (%) 10.109.61 20.2510.30 30.5010.40 40.7510.60 51.0011.70 61.5011.60 72.0011.30 83.0010.90 94.0010.50 105.0010.40 116.009.97 10.1024.60 20.2529.60 30.5030.40 40.7531.40 51.0031.50 61.5033.80 72.0034.20 83.0036.10 94.0036.20 105.0035.70 116.0034.80 10.1034.60 20.2546.10 30.5054.60 40.7553.50 51.0053.60 61.5059.50 72.0064.40 83.0071.40 94.0076.20 105.0078.20 116.0077.70 实验数据 实验结果 9-1无速敏 15-1无速敏 28-1无速敏 图图 1-61-6 靖边地区某区块延靖边地区某区块延 9 9 岩心盐敏性实验曲线岩心盐敏性实验曲线 21 0 5 10 15 20 25 30 35 40 0255075100 盐度C 渗透率（10-3um2） 表表 1-211-21 靖边地区某区块延靖边地区某区块延 9 9 岩心盐敏性分析表岩心盐敏性分析表 井号 样品 号 井深（m） 孔隙度 （） 渗透率 （10-3um2） 液样矿化度 （mg/l） 液样粘度 （mPa.s） 试验温度 （度） A9-21017.5617.7322.680000.6150 A15-21019.9617.3653.180000.6150 A28-21022.2817.4683.780000.6150 表表 1-221-22 靖边地区某区块延靖边地区某区块延 9 9 岩心盐敏性实验数据表岩心盐敏性实验数据表 样品号NO. 盐度C 粘度 （mPa.s） 渗透率Kw （10-3um2） (Kn-1-Kn)/Kn-1 (%) 临界盐度Sc （mg/l） 11000.6111.6/ 2750.5812.2-5.17 3500.5610.513.93 4250.5510.22.86 500.558.7214.51 11000.6135.9/ 2750.58352.51 3500.5625.128.29 4250.5525.5-1.59 500.5534.5-35.29 11000.6122.6/ 2750.587.2667.88 3500.568.73-20.25 4250.559.49-8.71 500.5510.8-13.80 实验数据 实验结果 弱盐敏 弱盐敏 中等偏弱 9-26000 15-2 28-2 6000 8000 22 1.2.51.2.5 油藏类型油藏类型 1、压力与温度系统 随着油藏深度的增加，地层压力增大，本区油藏类型与靖安油田基本一致，延9 平均井深700m800m，估算本区延9原始地层压力在4.2MPa4.8MPa，平均4.5MP左右； 长6平均井深1390m1430m，估算本区长6原始地层压力在9.7MPa10.0MPa，平均 9.8MP左右。 2、油藏天然能量 延9油藏受岩性和构造双重控制，油层物性较好，渗透率一般大于50mD，属中 中高渗油藏，油水分异较好，油水界面较清楚，油藏见边水，原始驱动类型为弹性水 压驱动。 长6为典型的岩性油藏，物性相对较好，属于低渗油藏，油藏完全受上倾方向致 密层或砂体变化所控制。 3、圈闭特征及油藏类型 前已述及，靖边地区延 9 油藏受岩性和构造双重控制，油藏一般分布于砂体厚带、 砂层顶面变高的部位。因此，侏罗系油藏是由构造和岩性双重作用下形成的岩性构 造或构造岩性油藏。 长 6 油藏主要受岩性控制，为典型的岩性油藏，天然驱动类型以弹性溶解气驱为 主。 23 1.31.3 储量计算及评价储量计算及评价 1.3.11.3.1 储量计算储量计算 1.计算方法 采取以油藏为单元，使用容积法进行计算的方法，其公式为： N=100Ah(1-Swi)o/Boi 式中： N-原油地质储量，104t； A-含油面积，km2； h-油层平均有效厚度，m； -平均有效孔隙度，%； Swi-平均原始含水饱和度，%； o-平均地面原油密度，t/m3； Boi-平均地层原油体积系数。 2.储量参数的确定 (1)含油面积： 小河地区杨 57-33 井区延长组长 61油藏： 目前油藏控制井 10 口，其中面积内油层井 9 口，平均油层厚度 9.0m，试油 7 口， 平均试油产量 5t/d，该油藏为岩性油藏，油藏圈闭因素主要是是沉积相和储层物性的 变化，砂体向两侧由主砂带渐变为泥岩间湾，故砂体两侧的泥岩沉积与砂体边部的致 密砂岩形成油藏边部的遮挡带，砂体走向方向由于岩性和沉积压实的差异形成局部的 致密砂岩遮挡。因此油藏面积的圈定如下： 根据靖边地区试油、油层厚度与砂层厚度关系的统计规律，2m 油层可试出工 24 业 油流，油层厚度 2m 一般对应砂层厚度 10m。故本次含油面积的圈定是在砂体图上，砂 体主体带两侧以砂层厚度 10m 线作为含油边界。 在砂体延伸方向上根据试油产量，北、南分别用工业油流井（新杨 5030、 杨 5834）外推 1km 作为暂定含油边界。 根据以上确定方法，确定小河地区杨 57-33 井区延长组长 61油藏面积 6.39km2 小河地区杨 57-33 井区延安组延 9 油藏： 目前油藏控制井 1 口，其中面积内油层井 1 口，油层（油水层）厚度 10.7m，未 试油，油层底部有 1.6m 的致密夹层与下部水层分隔。该油藏为构造岩性油藏，未见 明显的油水界面，油藏构造下倾方向因构造变低而形成底水或者边水封闭，上傾方向 因砂岩尖灭或者变薄变致密形成岩性遮挡，因此含油面积的确定如下： 油藏构造下倾方向未见到油水界面，暂以油层底界海拔圈定（680m） ； 油藏构造上倾方向为岩性遮挡，以砂岩厚度 10m 线作为含油边界。 油藏北部采用井距外推一个开发井距。 根据以上方法，确定小河地区杨 57-33 井区延安组延 9 油藏含油面积 1.12km2 (2) 有效厚度： 有效厚度下限 由于本区资料较少，无法建立测井图版，有效厚度下限以及解释标准主要参考靖 边地区的研究成果，靖边地区根据试油井的岩芯物性、岩性、含油性以及电性特征关 系的研究表明： a延长组、延安组试油产出工业油流井的岩性均为细砂岩级以上，而粉砂岩与泥 质砂岩一般均不含油。因此，储层有效厚度的岩性下限为细砂岩级。 25 b.含油产状 根据已获工业油流井含油产状分析，延长组、延安组储层含油在油 斑级以上，可获得工业油流。储层有效厚度含油级下限确定为油斑。 c.物性下限值 利用经验统计法作孔、渗直方图和孔渗关系图，得出长 6 储层渗 透率下限值 0.1010-3m2，孔隙度下限值为 8%，延 9 储层渗透率下限值 310- 3m2,孔隙度下限值为 13%。 d.有效厚度测井下限标准 延长组长 6 使用单层试油资料，进行各种测井参数交会，获得测井参数限值标 准为：深感应电阻率 Rt8m，声波时差t217s/m。延安组延 9 使用单层试油 资料，进行各种测井参数交会，获得测井参数限值标准为：深感应电阻率 Rt10m，声波时差t235s/m。 表表 1-231-23 测井参数测井参数标准下限标准下限数据表数据表 物性电性标准 K SORt t 层位岩性含油性 （mD） （%） （% ）（m） （s/m） 研究方法 延安组细砂岩以上 油斑级以上 3134910235 长 6细砂岩以上 油斑级以上 0.108538 217 四性关系研 究，制作有 效厚度解释 图版 e.有效厚度划分与夹层扣除 有效厚度具体划分时以储层物性及测井参数下限为主，并参考地质录井、化验分 析及邻近井的试（采）油资料综合分析确定，其顶底界依据测井曲线特征点，如声波 26 时差曲线的变化拐点，参考视电阻率曲线的变化情况，自然电位的半幅点及微电极差 异变化等综合考虑进行确定。 由于油层内部常夹有薄层泥岩和致密砂岩，一般不含油，应在有效厚度解释中扣 除，致密夹层在声波时差曲线上有明显的低值反映，电阻率曲线值相对较高。泥质夹 层则依据自然电位曲线明显回返、对应的自然伽马相对高值和微电极差异幅度明显变 差或无差异等特征予以扣除。根据本区测井曲线的纵向分辨能力和解释精度及压裂工 艺的实际情况，有效厚度的起算和夹层的起算厚度均为 0.4m。 平均有效厚度取值 据单井有效厚度，勾绘油层有效厚度等值线。因而，油藏平均有效厚度综合考虑 了面积权衡和算术平均值，杨 57-33 井区延长组长 6、延安组延 9 油藏分别采用 9.0m、9.2m（具体见表 1-24） 。 表表 1-241-24 油藏平均有效厚度取值表油藏平均有效厚度取值表 区 块杨 57-33 杨 57-33 层位长 6延 9 井点算术平均（m）108 11.6 面积权衡（m） 9.09.2 有效厚度取值（m） 9.09.09.29.2 (3) 平均孔隙度： 杨 57-33 井区延长组长 6 油藏采用一口井 35 块样品岩心分析孔隙度 13.14%，扣 除 0.4%转换到地层条件下 12.7%参加储量计算，延安组延 9 油藏 16.2%。 (4) 原始含油饱和度：借用与计算储量油藏比较近，沉积相、油藏类型、储层物 性、流体性质相似的油藏原始含油饱和度，杨 57-33 井区延长组长 6 油藏取值 50、 延安组延 9 油藏原始含油饱和度取值为60。 27 表表 1-251-25 延长组长延长组长 6 6 原始含油饱和度被借用油藏储层、流体特征表原始含油饱和度被借用油藏储层、流体特征表 区块 层 位 厚度 (m) 渗透率 (10-3um2) 孔隙度 (%) 埋深 (m) 地下粘度 (mPa.s) 体积 系数 原油密度 (t/m3) 含油饱 和度(%) 盘古梁长 6 10.11.7013.019702.261.2060.86253.0 表表 1-261-26 延安组延延安组延 9 9 原始含油饱和度被借用油藏储层、流体特征表原始含油饱和度被借用油藏储层、流体特征表 区块 层 位 厚度 (m) 渗透率 (10-3um2) 孔隙度 (%) 脱气原油 粘度 (mPa.s) 体积 系数 原油密度 (t/m3) 含油饱 和度(%) 白于山 ZJ4延 96.960.4177.31.160.858 60 盘古梁新 56延 99.03112.416.610.11.0670.869 60 盘古梁塞 247延 99341.216.911.911.0240.864 60 (5) 地面原油密度：根据地面原油密度分